【电缆网讯】7月23日，中国电力企业联合会发布2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告。报告指出，截至6月底，全国全口径容量22.6亿千瓦，同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%，同比降低3.3个百分点，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。上半年，全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%；全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。
一是电力投资同比增长6.8%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到90.1%。上半年，全国重点调查企业合计完成电力投资3627亿元，同比增长6.8%，两年平均增长17.1%。其中，电源完成投资1893亿元，同比增长8.9%，两年平均增长37.4%，非化石能源发电投资占电源投资的比重高达90.1%；电网完成投资1734亿元，同比增长4.7%，两年平均增长2.7%。
二是全口径非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至45.4%。上半年，全国新增发电装机容量5187万千瓦，同比增加1492万千瓦。截至6月底，全国全口径水电装机容量3.8亿千瓦，同比增长4.7%；火电12.7亿千瓦，同比增长4.1%；核电5216万千瓦，同比增长6.9%；并网风电2.9亿千瓦，同比增长34.7%；并网太阳能发电装机2.7亿千瓦，同比增长23.7%。全国全口径非化石能源发电装机容量10.2亿千瓦，同比增长17.8%，占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点；全口径煤电装机容量10.9亿千瓦，同比增长2.5%，占总装机容量比重进一步降至48.2%，同比降低3.3个百分点。
三是全口径并网风电和太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%，规模以上电厂口径火电发电量同比增长15.0%。上半年，全国规模以上电厂总发电量3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%。受降水偏少等因素影响，全国规模以上电厂水电发电量仅增长1.4%；受电力消费快速增长、水电发电量低速增长影响，火电发电量同比增长15.0%；核电发电量同比增长13.7%。全口径并网风电和并网太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%。
四是水电、太阳能外的其他发电设备利用小时均同比提高，核电、风电发电同比分别提高286、88小时。上半年，全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。分类型看，水电设备利用小时1496小时，同比降低33小时；核电设备利用小时3805小时，同比提高286小时；火电设备利用小时2186小时，同比提高231小时，其中煤电2257小时，同比提高254小时；并网风电设备利用小时1212小时，同比提高88小时；太阳能发电设备利用小时660小时，同比降低3小时。
五是跨区输出电量同比增长13.0%，跨省输出电量同比增长13.7%。上半年，全国完成跨区送电量2956亿千瓦时，同比增长13.0%。其中，西北区域外送电量1582亿千瓦时，是外送电量规模最大的区域，同比增长26.4%。全国完成跨省送出电量7218亿千瓦时，同比增长13.7%。其中，内蒙古外送电量1153亿千瓦时，是外送电量规模最大的省份，同比增长23.6%。
六是市场交易电量同比增长41.6%。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023亿千瓦时，同比增长41.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773亿千瓦时，同比增长43.4%，占全社会用电量比重为35%，同比提高6.4个百分点。
七是原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点，二季度市场电煤价格快速攀升。上半年，全国原煤产量同比增长6.4%，比同期全口径煤电发电量同比增速低8.7个百分点；上半年，累计进口煤炭同比下降19.7%。二季度市场电煤价格迅速攀升，居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅上涨，6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%。煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。